CC BY
31
ПОЧЕМУ ПАДАЕТ КИН?
WHY DOES RECOVERY FACTOR DECREASE?
Г.М. ЯРЫШЕВ
B.В. ЯМЩИКОВ Ю.Г. ЯРЫШЕВ
C.В. МОТОРИН А.Х. АХМАТОВ
G.M. YARYSHEV V.V. YAMSCHIKOV Y.G. YARYSHEV S.V. MOTORIN A.KH. AKHMATOV
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: KEYWORDS:
кандидат физико-математичских наук, старший научный сотрудник, директор, ООО «Реагент»
заведующий лабораторией математического моделирования, ООО «Реагент» заведующий лабораторий интенсификации разработки, ООО «Реагент» инженер, ООО «Реагент» главный геолог, ООО «ПермТОТИнефть»
Ph.D., Senior Researcher, Director, Reagent
Head of Laboratory, Reagent
Head of Laboratory, Reagent
Engineer, Reagent
Chief Geologist, PermTOTIneft
Нефть, газ, нефтеотдача, пористость, проницаемость Oil, gas, recovery factor, porosity, permeability
УДК 553.98.061.4 Тюмень
^men
Дано обоснование причин снижения КИН. Предложен молекулярно-статистический подход к описанию нелинейной фильтрации. Приведено сравнение результатов расчета с фактом.
The substantiation of reasons of decreasing of recovery factor is given. The molecular-statistic approach to description of non-linear filtering process is offered. Calculated result is compared with reality.
Парадоксально, но во всех развитых странах научно-технический прогресс приводит к повышению производительности труда и росту коэффициента извлечения нефти (КИН), а у нас в России к их снижению.
По нефтедобывающей компании ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» широкое применение методов увеличения нефтеотдачи от физико-химических до гидроразрыва пластов и бурения горизонтальных и боковых стволов обеспечивает в среднем 15-18 % всей добычи нефти. Однако, по состоянию на 2000 год при обводнённости 67 % текущий КИН составил 0,148 при проектном 0,325. По мнению авторов доклада [1, стр.325] в результате превышения темпа обводнения над темпом выработки запасов, «проектные коэффициенты извлечения нефти по ряду месторождений могут быть не достигнуты. Требуются новые технологические и технические решения,...».
Сложившуюся ситуацию с выработкой извлекаемых запасов нефти ведущие специалисты ОАО «Сургутнефтегаз» [2] характеризуют более жёстко как «недостижение проектных коэффициентов нефтеизвлечения практически по всем месторождениям Западной Сибири». К сожалению, жизнь иногда реализует самые негативные прогнозы. По состоянию на 2010 г. за четверть века по разным причинам извлекаемые запасы снижены более чем на 20% [3, стр.35]. Неудивительно, что ряд известных учёных задаёт вопрос «нужно ли утверждать ГКЗ Роснедра значения КИН» [4, стр.80-82]. Авторы справедливо отмечают, что недропользователь в зависимости от рыночной конъюнктуры может заказать НИР и снизить либо повысить КИН.
Этот не совсем корректный вопрос изложим в другой формулировке: «Почему самые совершенные трёхмерные гидродинамические модели пласта не обеспечивают надёжное определение КИН». После экспертизы технико-экономического обоснования КИН ведущими учеными и специалистами ГКЗ
Роснедра лишь рассматривает и утверждает изначально завышенные результаты расчётов, а после очередной адаптации моделей, менее завышенные значения КИН. Вопрос следовательно не в ГКЗ, а в науке, в том, что наука плетётся в «хвосте» фактов, а должна диктовать поведение факта не только на следующий год, но и на отдалённую перспективу.
Объективные причины сложившейся ситуации в нефтяной науке хорошо известны. Это «сложное геологическое строение залежей, характеризующееся высокой неоднородностью по площади и разрезу, расчленённостью, прерывистостью и низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами пород...» [1, стр.325]. Следовательно, используемые современные геологические и гидродинамические модели не учитывают указанные объективные особенности залежей. Авторы [2] считают, что «вызвана она использованием при расчёте остаточной нефтенасыщен-ности официального стандарта по определению коэффициента вытеснения нефти [5, стр.11] ..., в котором её замеряют при ... градиентах давления, на порядки превышающих реальные в системе разработки . Тем самым завышают объём фильтрующейся в пласте нефти и . расчётные технико-экономические показатели. С уменьшением проницаемости продуктивных отложений и при её значениях менее 0,010 мкм2 метод заводнения становится нереализуемым, хотя расчётные показатели при этом остаются достаточно высокими».
Лабораторные методы и средства определения структуры и фильтрационно-ём-костных свойств (ФЕС) породы коллекторов жёстко регламентированы стандартами. По ГОСТ 26450.1-85 и ОСТ 39-181-85 следует определять коэффициент пористости, по ГОСТ 26450.2-85 и ОСТ 39-235-89 - коэффициент абсолютной и фазовой проницаемости, по ОСТ 39-195-86 - коэффициент вытеснения нефти водой. Коэффициенты
проницаемости и вытеснения определяются при выполнении требования стандартов обеспечить линейную скорость фильтрации 0,1 - 3,0 м/сутки. На разном типе коллектора требуемые линейные скорости фильтрации обеспечиваются при градиентах давления более 0,1 МПа/м. Исследования керна чаще проводятся при градиентах давления 1 МПа/м и более. Столь высокие значения характерны для призабойной зоны пласта. На удалении от ствола скважины в теле пласта градиенты давления на порядки меньше. В этой области исследования проницаемости и ФЕС керна крайне ограничены, в том числе, из-за отсутствия соответствующего оборудования.
Однако проблема действующих стандартов лежит гораздо глубже. Все стандарты объединяет общий подход: измеряемые коэффициенты проницаемости, пористости, вытеснения, - характеризует исследуемый образец в целом. В действительности, каждый образец имеет сложную структуру по-ровых каналов, различного сечения, длины, объёма и проводимости. В поровых каналах с характерными радиусами от долей миллиметров до нанометров, велики капиллярные силы. Они отличаются по величине и при фильтрации флюидов играют роль внешнего трения, на преодоление которого для поддержания процесса фильтрации необходимы постоянные затраты энергии соответствующей величины для каждого канала. Стандарты исключили или как минимум ограничили возможность исследования неоднородности поровых каналов и их влияние на законы фильтрации.
В качестве меры капиллярных сил принято использовать капиллярное давление Ркп. По формуле Лапласа оно пропорционально величине поверхностного натяжения о и обратно пропорционально радиусу кривизны поверхности. В капиллярах радиус кривизны определяется через радиус капилляра R и косинус угла 6, образуемого поверхностями мениска жидкости и капилляра ►
(1)
Величина острого или тупого угла определяет степень смачиваемости или несмачиваемости поверхности капилляра жидкостью. При этом наличие капиллярного давления объясняется разницей между величиной потенциальной энергии молекул поверхностного слоя жидкости и внутри жидкости.
С позиции рассматриваемых причин падения извлекаемых запасов нефти в неоднородных низко проницаемых коллекторах практический интерес может представлять адсорбционное описание физической природы капиллярного эффекта.
Поверхность жидкого и твердого тела являются естественными природными адсорбентами. В трехфазной равновесной системе жидкость и поверхность по-рового канала находятся в термодинамическом равновесии с насыщенными порами жидкости. Поверхностный слой молекул жидкости можно рассматривать как двумерную жидкость, а процесс испарения или конденсации при изменении давления паров представляет собой процесс последовательных двумерных фазовых переходов: десорбции двумерного адсорбированного на поверхности жидкости слоя при снижении давления и двумерной конденсации при росте давления выше давления насыщения Р
Аналогичные фазовые переходы протекают и на поверхности твердого тела. Условие фазового перехода на границе раздела фаз записывается в виде [6, стр.2645-2647]
(2)
Здесь: Р2з и Р5 - давление паров при двумерном и трехмерном фазовом переходе, ио и Ц - потенциальное поле поверхности твердого тела и жидкости, к - постоянная Больцмона, Т - температура.
Процесс конденсации сопровождается выделением тепла, количественно равному изменению потенциальной энергии молекул при переходе их из газовой фазы иг в поле поверхности адсорбента. При условии ио >> иг и и, >> иг уравнение фазового перехода (2) запишется в виде
(3)
Из уравнения (3) следует, что при теплоте адсорбции Qад равной теплоте конденсации Е, адсорбированная фаза представляет собой двумерный слой жидкости как на поверхности жидкости, так и на поверхности твердого тела. В трехфазной системе газ - жидкость -твердое тело при Qад = Е, плоскость контакта жидкость - твердое тело образуют прямой угол. При Qад > Е, на поверхности твердого тела происходит многослойная адсорбция с возрастающим числом сло-ёв в близи контакта поверхности твердого
тела с поверхностью воды, т.е. в зоне максимального значения потенциальной энергии молекул жидкости. Это приводит к образованию вогнутой поверхности с острым углом 6, уменьшающимся с ростом величины ^ад - Е,). Поверхность смачиваемая.
В тех случаях, когда ^ад - Е,) < 0, по условию фазового перехода (3) образование двумерного адсорбированного слоя жидкости на поверхности твердого тела возможно лишь при Р2з > Р8. При давлении насыщенных паров жидкости на поверхности твердого тела адсорбированный газ находящийся в динамическом равновесии с газовой фазой, не образует заполненный слой. На линии контакта жидкость - твердое тело потенциальная энергия молекул газовой фазы меньше, чем вблизи поверхности жидкости. Поверхность не смачивается данной жидкостью. В результате на границе фаз образуется выпуклая поверхность воды, характеризующаяся тупым углом 6.
По мере уменьшения радиуса возрастает потенциальное поле поверхности капилляра, что проявляется в росте теплоты адсорбции как по величине так и по радиусу действия. Многослойная адсорбция паров жидкости на поверхности капилляра приводит к снижению давления паров в капилляре и подъёму уровня жидкости. до тех пор, пока в центральной части капилляра потенциальная энергия молекул двумерного слоя жидкости не сравняются с соответствующей энергией молекул на пристеночном слое жидкости.
Увеличение теплоты адсорбции на несмачиваемой поверхности капилляра при прочих равных условиях означает, что при определенном радиусе теплота адсорбции станет равной или больше теплоты конденсации. Поверхность становится смачиваемой. Следовательно, смачиваемость определяется не только химическим составом жидкости и поверхности поровых каналов, но и геометрическими размерами последних. Поверхность макро и нано поровых каналов, как правило, смачиваемая. За счет высокой энергии связи молекул жидкости с поверхностью и с молекулами собственной жидкости происходит естественная капиллярная фильтрация жидкости. Однако, если по технологическим соображениям необходимо увеличить скорость фильтрации, то адсорбционные связи играют роль сопротивления, препятствуя быстрой фильтрации. Чем меньше характерный радиус поровых каналов, тем выше сопротивление фильтрации и тем при большей затрате энергии, т.е. при большем градиенте давления, соответствующая часть поровых каналов в горной породе перейдет в разряд технологического коллектора.
Рассматривая горную породу, имеющую сложную поровую структуру, как черный ящик с известными входными данными (пористость, проницаемость, давление, расход) и измеряемыми выходными (дебит, обводненность, давление) неизбежно приходим к выводу, что
ньютоновская жидкость в горной породе ведет себя как не неньютоновская с характерным начальным градиентом сдвига. Поэтому для описания гидродинамической модели пласта логично использовать достижения науки в области нелинейной фильтрации нефти в неоднородных пористых средах [7, стр.250]. Обобщенный закон Дарси для неоднородного пласта с начальным градиентом давления имеет, вид
(4)
Кпр,- Ь-вг
¥(х\у)=0 при
Здесь: Д? - скорость фильтрации, цн - вязкость нефти, К - коэффициент проницаемости, О - начальный градиент давления. Суммирование проводится по тем индексам, для которых а1 ^ж*,/,;)!
Важнейшая особенность срильтра-ции с начальным градиентом давления состоит в том, что даже при длительной «промывке» нельзя извлечь нефть полностью из-за невозможности обеспечить поле давлений по всей площади, позволяющее преодолеть начальный градиент давления.
К сожалению, геологические и гидродинамические модели пласта как с линейной так и нелинейной фильтрацией базируется в соответствии с действующим стандартами, на средних значениях абсолютной и фазовой проницаемости, начального градиента давления. Для однородных высокопроницаемых коллекторов такой подход условно приемлем. Для неоднородных низкопроницаемых коллекторов необходим принципиально иной подход, который можно назвать молекулярно-статистическим.
Методы статистического описания пористости и проницаемости коллекторов хорошо известны [8, стр.10-60], но недостаточны. Их необходимо дополнить статистической характеристикой энергетической структуры коллекторов и размещающихся в них флюидов [9, стр.7-9]. Она должна описывать распределение поровых каналов по минимальным градиентам давления, при которых соответствующие поровые каналы участвуют в фильтрации соответствующих флюидов. Для примера в таблице 1 приведены предельные радиусы фильтрации лёгкой газонасыщенной нефти плотностью 730 кг/м3 и вязкостью 1,12 мПас в поровых каналах с разным градиентом давления фильтрации в диапазоне 0,002 - 0,073 МПа/м при депрессии АР на пласт 19,5 МПа и 6 МПа.
Из таблицы 1 следует, что область питания скважин, как и зона воздействия нагнетательных скважин вертикального типа при наличии перепада давления 6,0 МПа и 19,5 МПа для высокопрово-димых поровых каналов с начальным градиентом давления фильтрации 0,002 МПа/м ограничена радиусом 530 м и ►
1300 м соответственно. С уменьшением характерного размера поровых каналов и ростом капиллярных сил снижаются радиусы фильтрации до 24м и 65м соответственно. Запасы нефти в поровых коллекторах, подвижных при градиентах давления 0,007 МПа/м и выше, не могут быть извлечены в водонапорном режиме с сеткой скважин более 168 м при депрессиях на пласт менее 6,0 МПа. Эта часть запасов нефти (коллектора) не охвачена воздействием, а соответствующая часть горной породы относится к неколлектору. Увеличение извлекаемых запасов нефти, то есть КИН, обеспечивается изменением поля давлений. В частности, запасы нефти в рассматриваемых поровых каналах переходят в категорию извлекаемых в радиусе 350 м при перепаде давления на границах 19,5 МПа.
Лабораторные исследования ФЕС керна, как правило, проводятся в условиях линейного закона распределения давлений в модели пласта. Из Таблицы 1 следует, что в поровых каналах с V Р0 = 0,007 МПа/м при депрессии 6,0 МПа радиус фильтрации составляет 857 м, по сравнению с 168 м в радиальном коллекторе. В рассматриваемом диапазоне начальных градиентов давления фильтрации радиусы фильтрации в линейных моделях в 3-7 раз больше, чем в реальных коллекторах, где давление в пласте подчиняется логарифмическому закону. Следовательно, исследования коэффициента вытеснения нефти водой в линейном коллекторе автоматически завышают КИН при его использовании в гидродинамических (ГД) моделях пластов конкретных залежей нефти.
Таким образом, одна из причин «падения КИН» - действующие стандарты, которые:
• применимы для призабойных зон пласта, но неприменимы на расстоянии более 100-150 м от забоя
• представляют сложную структуру керна в виде средних параметров:
коэффициентов пористости, проницаемости, вытеснения • предусматривают перенос средних параметров керна, полученных на линейных моделях на радиальные системы.
Важно подчеркнуть, что молекулярно-статистическая модель даёт математическое и физически понятное определение для выбранной системы разработки доли подвижных, т.е. извлекаемых запасов нефти, долю неколлектора и охвата воздействием, а так же даёт расположение оставшихся неизвлечённых запасов нефти. Более того, молекулярно-статистиче-ская модель позволяет оптимизировать технологическую и экономическую составляющие проекта разработки, исходя из имеющихся возможностей создания необходимого поля давлений в пласте.
В таблице 2 в качестве примера приведены результаты расчёта извлекаемых запасов нефти в водонапорном режиме [9] КИН-ВП и в режиме пенной фильтрации углеводородов в пласте КИН-ПРФУ. В разработанной программе расчёта использована молекулярно-статистиче-ская модель, которая включает поровую, гидродинамическую и энергетическую структуру запасов нефти в пласте. Базой для сравнения служат фактически достигнутые при обводнённости более 95% значения КИН.
По первым трем месторождениям наблюдается хорошее согласие результатов расчета коэффициента извлечения нефти с фактом. По Талинской и Кетов-ской залежам нефти принятая ГКЗ величина коэффициента извлечения нефти в водонапорном режиме по современным гидродинамическим моделям завышена в 1,3 и 2,2 раза соответственно. В данном примере видимая причина падения КИН - не удовлетворительная работа использованных гидродинамических моделей пласта. Молекулярно-статистиче-ский подход без адаптации дает значение коэффициента извлечения нефти в водонапорном режиме, которое хорошо
№ п/п Градиент давления фильтрации, МПа/м Линейный закон при депрессии на пласт АР=19,5 МПа АР=6,0 МПа Логарифмический закон при депрессии на пласт АР=19,5 МПа АР=6,0 МПа
1 0,002 9750 3000 1300 530
2 0,007 2785 857 350 168
3 0,013 1500 461 270 102
4 0,024 813 250 160 61
5 0,054 361 111 84 32
6 0,073 264 82 65 24
Таб. 1. Радиус фильтрации в поровых каналах при различной депрессии
Юрские залежи Факт на 1.01.04 По ГД* моделям ВГФ** +АКИН % КИН КИН-ВП По V Р АКИН% КИН-ПРФУ
Мортымья-Тетеревская 0,508 0,515 1,8 0,498 1,6 0,60
Южно-Тетеревская 0,396 0,406 2,5 0,435 9,8 -
Восточно-Тетеревская 0,427 0,433 1,4 0,421 1,4 -
Талинская 0,110 0,257 134 0,105 4,5 0,36
Кетовская 0,098 0,320 226 0,094 4,1 0,34
Таб 2. Результаты сравнительной оценки КИН, полученных различными методами, с фактически достигнутым при обводненности более 95 %
согласуется с фактом, а применение инновационной технологии - режима пенной фильтрации углеводородов в пласте позволяет повысить КИН.
В основу программы расчета КИН-ВП заложена статистическая модель, согласно которой каждый образец керна представляет собой набор микроколлекторов разной пористости и проницаемости. Абсолютная газовая проницаемость (Кпр) и пористость (Кп) образца керна является интегральной характеристикой. Наличие статистически представительного объема исследований керна и результатов интерпретации ГИС позволяет представить всё месторождение в виде цилиндра с характерными размерами, а весь добывающий фонд скважин - одной скважиной, расположенной в центре цилиндра. В условиях поддержания пластового давления на боковой границе цилиндра сохраняется пластовое давление (Рпл).
Дополнительно вводится понятие «энергетическая структура запасов», учитывающая капиллярные силы. В качестве количественной характеристики капиллярных сил используется величина градиента давления (VР1,) обеспечивающего промышленную значимую подвижность флюида.
Энергетическая структура запасов определяется исследованием фильтрации соответствующих флюидов (углеводородный газ, пластовая нефть, вода) при градиентах давления от 1,0 МПа/м до 0,001МПа/м, либо методами хроматографии. В результате таких исследований устанавливается зависимость подвижных запасов ^пз) от пористости и проницаемости коллектора \Л/ =\Л/(К ., К ., V Р.).
г ПЗ 4 ПР1' ПК' I'
Рассмотрим на примере Гарюшин-ского месторождения схему применения молекулярно-статистической модели расчёта. По результатам исследования пористости, проницаемости, фильтра-ционно-ёмкостных свойств образцов керна построена структура коллектора Гарюшинского месторождения в виде интегральных характеристик Рис. 1-3 На рисунке 3 приведена энергетическая структура запасов Гарюшкинского месторождения. Из приведенной энергетической структуры запасов видно, что для извлечения 39,6 % запасов нефти, принятом в подсчете запасов, необходимо в линейном коллекторе создать градиент давления Р|=0,058 МПа/м. В линейном коллекторе при расстоянии между нагнетательной и ближайшей эксплуатационной скважиной по тех. схеме разработки равном 450 метров для этого необходимо создать перепад давления 26,1 МПа. В радиальном коллекторе в водонапорном режиме при расстоянии между добывающими скважинами 450 метров добиться градиента давления 0,058 МПа/м по всей площади практически невозможно, что ставит под сомнение обоснованность принятого значения КИН.
На базе статистической геолого-физической структуры коллектора и размещенного в поровых каналах флюида разработана программа расчета КИН в водонапорном режиме, названная ►
КИН-ВП. Принципиальная схема расчета приведена на рисунке 4.
Порядок проведения расчетов по программе КИН-ВП состоит в следующем, берутся исходные данные: пластовое давление 23,5 МПа, забойное давление на добывающей скважине 12,0 МПа, коэффициент нефтенасыщенности Кн=0.84, коэффициент продуктивности 3,7 т/сут/МПа.
На базе результатов исследования керна и интерпретации ГИС строится статистическая геолого-физическая модель пласта: энергетическая структура запасов нефти V Р1, рисунок 3; гидродинамическая структура коллектора Кпр],. рисунок 2; поро-вая структура коллектора Кпк, рисунок 1.
Весь добывающий фонд из 225 скважин сводится к одной скважине с радиусом питания 254 м. Это соответствует площади питания скважин, пробуренным на расстоянии 450 м по квадратной сетке. На краевой зоне питания скважины поддерживается пластовое давление нагнетательным фондом по очагово-избирательной системе. Площадь питания скважины делится на цилиндры, высота которых соответствует средней эффективной нефтенасыщенной мощности 1,6 м для пластов До1+До2. Внутренний радиус цилиндров внешний радиус ^+1 м. На каждом 1-ом шаге определяется объем коллектора VI и градиент давления ^Рг
При каждом значении производится перебор значений Кпр] в соответствии с гидродинамической и поровой Кпк структурой коллектора, определяется доля подвижных запасов нефти КИН]к.
Коэффициент извлечения нефти КИН определяется как сумма подвижных запасов III КИН. на каждом шаге поля давлений с
ик
учетом объемной доли коллектора на каждом шаге и поправки на обводненность.
Согласно проведенному расчету извлекаемые запасы нефти в водонапорном режиме по объекту До1+До2 составляют 26 % от числящихся на балансе.
Рассмотрены варианты ГТМ по повышению КИН. Исходя из сравнения величины КИН расчетного и фактического, см. таблицу 2, можно предполагать, что классические методы повышения нефтеотдачи, включая ГРП, позволяют увеличить КИН на 4,5-5,0 %. Однако они ведут к росту себестоимости добычи нефти. По программе КИН-ВП приведена оценка КИН при использовании форсированного режима работы скважины при забойном давлении 5,0 МПа. В условиях поддержания режима, исключающего опережающий отбор газовой фазы, КИН возрастает до 32 %. На практике форсированные режимы работы скважин нередко сопровождаются разгазиро-ванием нефти в пласте и опережающим отбором газовой фазы, что приводит к снижению не только дебита скважин, но и к снижению КИН. Для контроля отборов газа управления форсированным режимом работы скважин необходимо проведение мониторинга газового фактора.
На рисунке 5 показана выработка запасов нефти на площади радиуса питания скважин 254 метра в водонапорном режиме. При поддержании на контуре питания начального пластового давления, а на забое добывающих скважин давление, близкое к среднему
давлению насыщения, выработка запасов по мере удаления от забоя снижается до 40 % на расстоянии 33 метров. В радиусе питания 75-254 метра выработка запасов составляет 30-18 %. Вымывается высокопроницаемый так называемый «суперколлектор», что связано с логарифмическим характером распределения давления по площади залежи.
При форсированных режимах отбора извлекаются запасы нефти от 90 % до 40 % в радиусе 50 метров, а в радиусе 75-254 метра выработка возрастает
до 37-22 %, что обеспечивает увеличение КИН с 26 % до 32 %.
Следует отметить, что при форсированных режимах зона разгазирования и возможной опережающей фильтрации газа не превышает 15 метров, что не может существенно повлиять на нефтеотдачу и процесс обводнения скважин.
По мере выработки запасов нефти из высокопроницаемой части коллектора и роста обводненности продукции скважины выше 60 % эффективным методом повышения нефтеотдачи является переход на режим пенной фильтрации углеводородов в пласте [9]. Экспериментальные исследования и расчеты показывают, что в рассматриваемом варианте без уплотнения сетки скважин режим пенной фильтрации позволяет дополнительно извлечь 7,4 % геологических запасов нефти за счет энергии растворенного газа. При этом КИН достигнет близкого к проекту значения 0,394. Таким образом:
• детальный анализ поровой, гидродинамической и энергетической структуры ►
Рис. 1 Поровая структура коллектора. Месторождение Рис. 2 Гидродинамическая структура коллектора. Месторождение
ГАРЮШКИНСКОЕ, пласт До1, До2 ГАРЮШКИНСКОЕ, пласт До1, До2
Рис. 4 Схема расчета КИН в программе КИН-ВП
коллекторов и имеющихся геологических запасов нефти показывает, что классический метод разработки с поддерживанием пластового давления не обеспечивает проектное значение КИН, что и является основной причиной падения КИН коэффициент извлечения нефти можно повысить применением инновационных технологий, в данном случае форсированного режима работы скважин при поддержании пластового давления
избирательной системой ППД с последующим переходом на режим пенной фильтрации углеводородов в пласте решение проблемы повышения эффективности разработки геологических запасов нефти и прироста извлекаемой части лежит на пути использования молекулярно-статисти-ческого описания законов нелинейной фильтрации, обусловленной тонкой структурой породы коллекторов. ■
ИСПОЛЬЗОВАННАЯ
ЛИТЕРАТУРА:
1. Мухамедзянов Р.Н. и др. Проблемы и пути совершенствования разработки нефтяных месторождений ноябрьского региона в современных экономических условиях. Труды всероссийского совещания «Контроль и регулирование разработки нефтяных месторождений», Альметьевск, 2000г
2. Батурин Ю.Е. и др. Способ разработки нефтяного месторождения с искусственным поддержанием пластового давления. Патент RU 2190761С1, Бюл. №28, 10.10.2002
3. Кашик А.С., Лисовский Н.Н., Билибин С.И.. О полноте нефтеизвлечения при добыче углеводородов. Вестник ЦКР Роснедра №6 2009г
4. Щербаков В.П., Бродский П.А., Гутман И.С. Нефтеотдача и коммерческая оценка запасов нефти в современных условиях. Вестник ЦКР Роснедра. №3/2008
5. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. ОСТ 39-195-86-издание официальное
6. Ярышев Г.М., Суетин П.Е. К вопросу о физической адсорбции газов на твердом теле. Журнал физической химии. М. №10, 1972г
7. Бочаров В.А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента давления. Москва, ОАО «ВНИ-ИОЭНТ», 2000г
8. Справочная книга по добыче нефти. Москва, «Недра», 1974г
9. Ярышев Г.М. Снижение себестоимости нефти - задача выполнимая. Экспозиция Нефть Газ. №2/Н (02) апрель 2009г.
и
ЭКСПО-ВОЛГА
организатор выставок с i486 г,
»л
Ш
4 Геологин и геофизика нефтегазодобычи 4 Бурение ск&ажик Нефтегазодобыча 4 Хранение и переработка нефтегазового сырья 4 Системы транспортировки нефтегазовых продуктов 4 Q борудо ва н и е для нефтегазового *омпл ексз 4 Химические материалы, процессы и аппараты
для нефтехимического производства 4 П ромы шле н н ая безопасност ь и экологин нефтехимического и нефтегазового комплекса
В К «Экспо-Волга» г Самара, ул. Мичурина, 23А
/л».^. .ч (в/11 чпп пъ по пл 1/ пс
